Article de PV-Tech . Au cours des dernières années, l’industrie photovoltaïque s’est tournée presque exclusivement vers les modules PERC p-mono (mono-faciaux et bifaciaux). En 2021, plus de 90% des modules livrés seront basés sur la même technologie (mono PERC), permettant à l’industrie de passer enfin du type p au type n à partir de 2023. Bien qu’il existe trois principales architectures de cellules de type n (n-PERT / TOPCon, IBC et hétérojonction), le passage à l’hétérojonction pourrait être l’option la plus attrayante, se prêtant également à l’utilisation de plaquettes nettement plus minces, réduisant encore les coûts de production. à long terme.
Cet article explique pourquoi le timing peut être idéal pour les variantes de type n (en particulier l’hétérojonction) pour enfin franchir les étapes nécessaires pour devenir la norme dans l’industrie photovoltaïque, combien d’améliorations de l’assemblage de modules avancées aujourd’hui seront applicables à tout c- Si, et pourquoi le paysage principal mono-PERC de la production de c-Si en 2021 sera de courte durée.
Le PERC p-mono grand public sera probablement un phénomène de courte durée
Ces dernières années, rien ne s’est produit progressivement ou lentement dans l’industrie photovoltaïque. Peu de choses en sont plus représentatives que la transition rapide du multi au mono (tous basés sur le type p) au cours des 3 à 5 dernières années.
Les cellules et modules mono PERC sont désormais des offres courantes. Tous les nouveaux entrants qui ajoutent des niveaux de GW de capacité peuvent accéder directement à cette option, sans pratiquement aucune expérience préalable du secteur ni aucune connaissance en R&D. La prise en charge de tous ces nouveaux laboratoires de cellules et de modules PERC p-mono est une chaîne d’approvisionnement en polysilicium / plaquette qui est presque entièrement banalisée.
La seule façon dont les fournisseurs de modules c-Si se différencient aujourd’hui est l’utilisation de différentes tailles de plaquettes (166, 182 ou 210 mm), les décisions sur la façon de couper ces cellules (par 2, 3, 4, etc.) et leur taille. pour fabriquer les modules (cotes du panneau). Bien qu’ils soient extrêmement utiles pour rendre les modules PV plus avantageux in situ, ces changements d’assemblage de modules ne sont pas spécifiques aux cellules mono de type p produites. C’est juste par défaut que tout le monde utilise maintenant la même technologie cellulaire.
En fait, presque toutes ces améliorations d’assemblage cellule à module et module pourraient être appliquées à n’importe quelle technologie c-Si (type n ou type p).
Par conséquent, s’il est facile d’être absorbé dans un concours de notation de module (quelle est la taille des dimensions du panneau), tout revient aux propriétés fondamentales du type de substrat et du flux de processus de la cellule.
Au fil des ans, de nombreuses personnes ont tenté de prévoir quand et à quel rythme les technologies de type n seront adoptées par l’industrie dans son ensemble. Jusqu’à présent, toutes ces prévisions étaient incorrectes.
Dans la section suivante, j’essaierai d’expliquer pourquoi toutes les prévisions précédentes ont été incorrectes, en mettant un angle plus commercial sur ce qui a toujours été une discussion scientifique.
Les leaders du marché ne peuvent pas survivre avec les offres de produits grand public
Jusqu’à présent, les leaders du marché n’avaient aucun avantage commercial inhérent à passer aux technologies de type n.
Les deux entreprises qui ont essayé à l’origine de créer un modèle commercial avec des cellules / modules de type n (Sanyo / Panasonic et SunPower) ont maintenant enthousiasmé la fabrication photovoltaïque, soit en fermant des usines, soit en découpant / vendant des usines à des tiers ou entités opérationnelles affiliées. Quelques autres ont créé des canaux de vente de type n grâce à des adaptations de l’architecture n-PERT / TOPCon, comme Yingli Green, LG Electronics et, plus récemment, Jolywood.
Malgré les vaillants efforts de ces entreprises, les leaders du marché ont à peine eu besoin de changer de cap; leurs efforts ont consisté à étayer de 10 à 30 GW de capacités internes de cellules et de modules PERC p-mono, tout en publiant occasionnellement (et en grande partie sans conséquence) des annonces de R&D ou de ligne pilote au monde extérieur.
Tant que les leaders du marché n’auront pas besoin fondamentalement de changer de technologie, il n’y aura jamais de gains significatifs de part de marché pour les produits de type n. En bref, c’est ce qui a rendu toutes les prévisions de gain de part de tiers de type n héritées incorrectes; il n’y avait aucun besoin fondamental de la technologie.
Les tentatives de se tailler un modèle d’entreprise sur les toits plus ASP ont été notoirement short-vécu, et manquer le point qu’un modèle PV réussi devrait fonctionner quel que soit le segment du marché final; pas simplement éviter ceux (sol / utilité) qui exposent l’entité de fabrication à des pertes.
De plus, le seul changement technologique qui a compté depuis 2015 a été le passage du multi de type p au mono de type p (PERC). Cela a tout dominé et le changement, comme indiqué ci-dessus, a été dramatique, à tel point que le multi a essentiellement disparu de l’industrie photovoltaïque. (En 2022, seule l’Inde consommera des cellules multi-bases, mais en très faible nombre.)
Maintenant, il existe un pilote commercial pour le type n, et cela vient de chaque fournisseur de modules c-Si (à l’exception d’un petit pourcentage du marché) vendant la même technologie, uniquement conditionnée de différentes manières.
Pour la première fois dans l’industrie photovoltaïque, en 2021 et 2022, il est temps de parler de gains de part de marché de type n, ce qui conduit finalement à ce que le type p soit une autre technologie industrielle grand public en phase de transition.
Parmi les trois options de type n (n-PERT / TOPCon, IBC, HJT), on croit de plus en plus que l’argent intelligent sera sur l’hétérojonction. Par conséquent, examinons maintenant plus en détail ce que nous savons vraiment qui se passe aujourd’hui et ce qui devra changer dans les prochaines années pour permettre une croissance massive de la capacité et de la production.
Production de masse par hétérojonction en 2021; qui ouvre la voie?
Actuellement, la production de masse de hétérojonction peut être considérée comme dans sa deuxième phase d’activité commerciale, la première phase appartenant presque exclusivement à Sanyo et Panasonic.
Alors que certaines entreprises produisaient des modules HJT (en très petites quantités) dans le passé (à l’exception de Sanyo / Panasonic), il y avait une bifurcation claire sur la route il y a 2-3 ans. À cette époque, l’industrie a vu quelques nouveaux entrants, notamment Hevel Solar, déplacer les équipements de production vers le statut de production de masse.
La différenciation entre la R&D (projets universitaires ou cofinancés), les constructions de lignes pilotes en interne et la production de masse (appropriée) accélérée doit être soulignée à ce stade. En effet, de nombreuses entreprises publient des communiqués de presse déclarant des «ambitions», par opposition aux données de fabrication brutes qui soutiennent sérieusement les lignes de production en fonctionnement (et par défaut ayant un pipeline de vente pour les cellules ou modules HJT).
La liste des entreprises qui entrent dans cette dernière catégorie est longue aujourd’hui, en ce qui concerne HJT. Cela inclut en particulier le déluge d’entreprises chinoises qui ont simplement publié des communiqués de presse basés sur des plans provisoires d’entrée sur le marché. Souvent, il s’avère que les plans consistent simplement à ajouter de la capacité de module, avec la «possibilité» que les technologies TOPCon ou hétérojonction puissent faire partie d’une feuille de route.
En dehors de la Chine, REC Group en est aux premières étapes de la montée en puissance de sa première ligne hétérojonction; Meyer Burger prévoit d’entrer en production cette année en Allemagne; 3Sun serait principalement engagé dans un programme de recherche européen avant la montée en puissance de la production de masse.
Cela laisse trois sociétés qui sont probablement le groupe actuel à surveiller aujourd’hui: Hevel Solar, Jinergy et Risen Energy. En arrière-plan, bien sûr, les activités de Tongwei; puisque Tongwei est un fabricant de cellules, leur rôle est important, mais pas de la même manière que les entreprises vendant des modules HJT basés sur des pipelines de canaux de vente.
Cependant, pour aller de l’avant, si la technologie doit véritablement devenir la gagnante de la phase suivante pour remplacer le mono-PERC de type p, la nécessité d’une communauté mondiale sur l’ensemble de la chaîne de valeur est impérative. Ce qui ne peut pas arriver, c’est que le sort de HJT repose entre les mains d’un groupe de fabricants de cellules dans un pays (par exemple, la Chine) où l’objectif est en grande partie de s’assurer que les investissements initiaux sont faibles, plutôt que d’identifier ce qui est nécessaire pour créer une industrie durable. à long terme.
La question des investissements initiaux pour les équipements HJT doit être abordée. Lorsqu’on demande à presque tous les principaux fabricants de modules PERC p-mono ce qui doit se passer pour que HJT devienne une technologie courante dans l’industrie photovoltaïque, il y a normalement une réponse très rapide qui va du type: « les coûts d’équipement doivent descendre’.
Ce résumé est complètement incorrect. Il suggère essentiellement de la naïveté dans ce qui est nécessaire pour passer de la R&D à la ligne pilote à la production de masse, de manière méthodique et systématique. La barrière à l’entrée pour HJT aujourd’hui n’est PAS simplement un problème de capex d’outils, et le fait que l’équipement chinois les fournisseurs ne peuvent pas proposer d’équipements à très bas prix comme ils le font actuellement pour les lignées cellulaires p-mono PERC.
Une fois que nous avons accepté que la technologie soit nécessaire au niveau de 100 à 200 GW, les barrières à l’entrée doivent être répertoriées, discutées, puis résolues. Dans cette enveloppe de défis, les dépenses d’investissement initiales sont l’une des nombreuses choses.
Bien sûr, le monde serait formidable si les gens pouvaient simplement appuyer sur un bouton, commander de l’équipement en Chine pour de nouvelles lignées cellulaires alignées sur les coûts actuels du mono-PERC et augmenter les usines de GW dans les 2-3 mois. Mais ce n’est pas la réalité. Et c’est pourquoi un forum annuel mondial des fournisseurs d’équipements / matériaux, des instituts de R & D / de transfert de technologie et des leaders actuels de la production de masse hétérojonction, doit se réunir pour résoudre ces problèmes collectivement.